“十一五”以来，四川盆地上三叠统须家河组天然气勘探取得重大突破，先后发现了广安、合川、潼南、安岳等多个千亿立方米大气田，全盆地探明天然气地质储量9 000多亿立方米^[1]，主要产层段为须家河组二、四、六段，气藏主要为岩性气藏，储层对气藏的形成和勘探开发有重要控制作用。不少学者对须家河组储层特征和发育的主控因素等进行了系统研究^[2-5]，对须家河组储层的基本特征有以下认识：(1)储层以三角洲水下分流河道砂体为主，岩性主要为细—中粗粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、长石石英砂岩等；(2)主要储集空间为粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和裂缝，孔隙度主要分布于5%~10%，平均为6.5%；渗透率主要分布于(0.01~1)×10^-3μm²，平均为0.1×10^-3μm²，为低孔渗致密砂岩储层，局部发育高孔渗段储层；(3)以孔隙型储层为主，储层发育的主控因素为沉积微相和成岩作用。储层是须家河组砂岩形成规模气藏的主要控制因素之一^{[2, 6]}，在气田勘探开发过程中，储层形成机理及优质储层预测是急需解决的科学问题。对于致密砂岩储层来说，溶蚀作用形成的次生孔隙在储集空间中占有重要地位，制约着气藏的形成和勘探开发效果^[7]。须家河组储层中发育大量由溶蚀作用产生的次生孔隙，但溶蚀作用的机理、产物及发生的主要控制因素都不是十分明确，这些都影响优质储层分布的准确预测。自从1984年SURDAM和他的学生提出“有机酸对次生孔隙的形成有着重要意义”的观点^[8]之后，大量相关的地球化学实验也随之展开^[9-12]，研究碎屑岩储层中的各种矿物，尤其是长石溶蚀的影响因素、有机酸及其离子的类型、pH条件以及不同温度条件等^[13-17]。国内外研究者在静态反应器与流动体系中也开展了多种模拟实验，对长石类矿物进行了大量的热力学和溶解动力学研究，以探讨温压条件、流体性质等对长石类铝硅酸盐矿物溶蚀的控制作用及其机理，试图了解接近实际地质环境中长石的溶蚀过程^[18-20]。本文在前人研究的基础上，结合四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩的特征，选取3块不同岩性的致密砂岩样品，通过配制与地层有机酸组分相近的反应液，在不同温压条件下，开展开放—半开放溶蚀模拟实验，旨在通过高温高压条件下真实岩心的酸溶模拟实验，模拟和探讨须家河组溶蚀孔隙成因机理、溶蚀速率与地层温压条件等因素的关系，重建须家河组致密砂岩储层埋藏、成岩、孔隙演化序列，指导优质储层分布预测，为勘探开发提供地质依据。

1.   实验设计

1.1   实验目的和样品选取

根据四川盆地须家河组在勘探开发过程中储层存在的关键问题，制定了本次实验主要目的：(1)通过实验温度和压力的变化，查明不同岩石矿物的溶蚀速度；(2)分析储层砂岩中长石等骨架颗粒在埋藏成岩过程中的溶蚀作用，明确次生孔隙的形成机理；(3)明确不同岩石类型受酸性液体溶蚀的程度，找出须家河组最有利的岩石类型。

根据实验目的和须家河组储层的主要岩石类型，选取3块具有代表性的储层样品，分别来自于川西南部的平落1井、川中地区的潼1井和川中北部的营21井，代表须家河组最典型的3类岩性。样品1为粗粒长石石英砂岩，样品2为中粒长石岩屑砂岩，样品3为中粒岩屑长石砂岩(图 1)；3个样品的孔隙度分别为5.22%，8.68%，4.23%，渗透率分别为0.07×10^-3，0.55×10^-3，0.56×10^-3μm²(表 1)。为了比较不同样品在相同条件下的溶蚀速率，消除可能因样品外表面积的差异而造成的影响，对样品颗粒的大小进行了严格的挑选，选择颗粒粒径为2.8~4.0 mm的岩石样品。

图  1  溶蚀模拟实验的样品岩石类型

Figure  1.  Rock types of samples for dissolution simulation

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表  1  溶蚀模拟实验的样品岩石学特征

Table  1.  Petrological characteristics of samples for dissolution simulation

样号	井号	层位	井深/m	岩性	石英/%	长石/%	岩屑/%	孔隙度/%	渗透率/(10-3μm2)
1	平落2	须二段	3 491.0	粗粒长石石英砂岩	84	11	5	5.22	0.07
2	潼1	须二段	2 208.5	中粒长石岩屑砂岩	74	11	15	8.68	0.55
3	营21	须四段	2 306.0	中粒岩屑长石砂岩	70	16	14	4.23	0.56

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1.2   实验装置

溶蚀试验设备采用的仪器是中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所研制的SYS-1型溶蚀速率对比实验仪(图 2)。该仪器的高压釜及管线、阀门均采用特种防腐材料制成，主要为防止H₂S等强腐蚀性流体对仪器的腐蚀。该仪器可实现最高温度200 ℃、最高压力60 MPa的溶蚀试验。当样品实验时，恒速泵可实现的最大流量为12 mL/min，本次实验每个样品设计的稳定流量为2 mL/min。实验过程中，3个样品室处于同一流体、相同温度和压力条件下，因此可消除由实验条件而引起的实验结果误差，可对比不同岩性在相同条件下的溶蚀速率。

图  2  溶蚀模拟实验装置示意

Figure  2.  Schematic diagram of experimental device for dissolution simulation

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1.3   实验方案与流程

通过对四川盆地须家河组的构造演化史、埋藏史、热演化史分析和地层水分析^[3]，结合实验设备可操作的模拟实验温压条件，设计的温度压力条件为5组：60 ℃，13 MPa；90 ℃，23 MPa；120 ℃，33 MPa；150 ℃，43 MPa；180 ℃，53 MPa。大致代表了须家河组从早成岩早期到晚成岩晚期成岩过程；也反映有机质从低成熟到成熟再到过成熟的温压条件。为了最终测试结果与温度压力条件一一对应，实验过程中，在每个温度压力不发生变化的条件下，实验周期为100 h。

本次实验主要目的为对比不同类型致密砂岩在相同流体介质条件下的相对溶蚀速率，配制的溶蚀液体为0.5%的乙酸溶液，pH值为2.78(25 ℃时)，实验流体流速设计为2 mL/min，总流量为12 L，反应时间为100 h。

实验中，首先将3块直径25 mm、厚2 mm的样品分别放入3个样品管，然后将3个样品管放入高压釜中，并按装置图连接好(图 2)；然后加入配制好的乙酸反应液，逐步升温到设计温度，按每个温压点溶蚀100 h采集1个反应液，连续反应100 h，降温到常温；测量采集到的反应溶液中各种离子的溶解度，并对样品进行定量扫描电镜分析；完成后，更换新的反应液，加温到第二组设计温度，再继续反应100 h，如此更换5次反应液，得到5种反应时间的岩样和水样。用电感耦合等离子发射光谱测定水样的K、Na、Ca、Mg、Al等离子的含量，并测定pH值，同时，对每个温压点溶蚀后的样品进行比表面测定、扫描电镜、能谱等分析。

2.   实验产生的溶蚀液物质变化

2.1   K、Na离子浓度变化

K、Na离子在反应初期就迅速溶出，随着反应的进行，温度和压力的升高，K、Na离子浓度不断增加(图 3a，b)，在温度压力小于120 ℃、33 MPa时，K离子溶出量高于Na离子；温度大于120 ℃、33 MPa时，Na离子溶出量高于K离子溶出量。可能是由于样品中的钾长石含量较多，导致溶解初期K离子溶出量高于Na离子溶出量，当达到一定温度后，呈现出Na离子溶出量高于K离子溶出量，产物以高岭石为主，其化学反应如下^[14]：

图  3  不同温压条件下溶蚀模拟实验的实验参数的变化

Figure  3.  Variation of experimental parameters of dissolution simulation under different temperatures and pressures

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K、Na离子的溶出量随温度压力的升高一直在升高，说明随温度压力的升高，长石溶蚀率不断增加，到温压条件超过150 ℃、43 MPa之后，长石溶蚀率会大幅增加(图 3a，b)。

2.2   Ca、Mg离子溶度变化

Ca、Mg离子有一定的缓冲能力，在反应进行较长时间后仍然有较大的溶出量，Ca、Mg离子在溶液中的比例随着反应时间增加基本保持不变。早期碳酸盐胶结物溶解可以增加Ca、Mg离子，晚期黏土矿物溶解也会造成Ca、Mg离子的增加。尽管岩石中方解石的含量很低，但Ca离子的溶出速率大大高于Mg离子，说明方解石的溶出速率高于各种铝硅酸盐矿物。同时，方解石的最快溶蚀区间主要在90~150 ℃，150 ℃以后随着岩石中方解石含量的降低，其溶蚀速率开始下降(图 3c，d)。方解石早期被溶蚀能提供大量的次生孔隙。

2.3   Al离子变化

Al离子溶解特性与其他元素不同，相对低温压条件下Al的溶出量较大，但是，当实验温压大于120 ℃、33 MPa时，Al离子的溶出量随着温压的增高而明显降低(图 3e)。可能是本身的溶出量很少，即该离子本身难以从矿物中溶出，阻碍了矿物的进一步溶蚀，存在富铝物质的沉淀。对比3个样品在不同温压条件下Al离子在乙酸反应溶液中的溶出量与其他主要元素的总溶出量，可见，Al离子在高温阶段溶出量显著降低，其他主要元素的溶出总量却增大。根据矿物颗粒表面和沉淀物中检出较为丰富的富Al物质的现象，进一步推断富铝物质(黏土矿物)的沉淀造成了高温阶段乙酸溶液中Al含量的降低。乙酸的络合作用有助于较低成岩阶段铝硅酸盐溶蚀作用过程中Al的迁移，但不能解决高温成岩阶段铝硅酸盐溶解时Al的迁移问题，因此，高温阶段更可能是形成黏土矿物等自生矿物。这也能从实验后矿物表面富铝物质的形成和铝元素富集现象得到证实。

3.   实验结果分析

3.1   产生的新物质

实验过程中有新物质产生，新产生的沉淀物质呈球状、块状，体积较小，一般为几个微米，晶体晶形不好，能谱分析显示其以硅、铝质为主，是溶蚀过程中新生成的矿物。通过对实验样品溶蚀前后扫描电镜、能谱等分析对比，认为主要为高岭石与少量石英。新生的石英呈晶芽状产出，自形者为六方柱状(图 4a)。新生的高岭石为呈团块状的分散微粒，呈六方板状，并有书页状集合体。溶蚀前，能谱中几乎没有高岭石的反射；溶蚀后，有明显高岭石的反射。新生的高岭石晶间孔非常发育(图 4b)。

图  4  溶蚀模拟实验中溶蚀作用生成的新物质

Figure  4.  New substances formed by dissolution in simulation experiments

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在弱酸性介质、高温压条件下，富含硅离子(Si⁴⁺)的水体中，能生成少量的石英，自生石英常附着在石英颗粒的边缘，以石英加大边的形式出现(图 4a)。高岭石主要由长石溶蚀，产生大量Al离子，使Al离子达到饱和，形成A1₂O₃，转化为高岭石(图 4b，图 5c-f)。

图  5  溶蚀模拟实验样品反应前后扫描电镜照片对比

a, b.样品2，90 ℃、23 MPa条件下，长石颗粒明显被溶蚀前后对比；c, d.样品1，180 ℃、53 MPa条件下长石颗粒被溶蚀前后对比；e, f.样品3，90 ℃、23 MPa条件下长石颗粒明显被溶蚀前后对比；g, h.样品3，150 ℃、43 MPa条件下原裂缝溶蚀扩大、且产生新裂缝

Figure  5.  Comparison of scanning electron microscope photos of samples before and after dissolution simulation experiment

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3.2   产生的新孔隙

实验在产生新物质的同时，也产生了大量新孔隙，增加了砂岩储层的孔隙度，改善了孔隙结构。产生新的孔隙有2种情况：(1)碳酸盐胶结物和岩屑碳酸盐岩可溶物质被溶蚀形成的溶孔，例如有石英中孤立的粒内孔，它们是局部交代石英的方解石被溶解后形成的次生孔隙，也有粒间碳酸盐胶结物被溶蚀，形成粒间溶蚀扩大孔；(2)长石颗粒和岩屑中的长石、岩屑被溶蚀^[21]，这种溶蚀现象最为普遍，扫描电镜下可以看出，长石微观组构发生显著的变化，边缘呈港湾状、棱角化变钝、解理缝扩大等，部分长石只剩下残余斑状，溶蚀后的长石矿物表面出现了大量的次生孔隙(图 5)，溶蚀后颗粒边缘的孔隙、裂缝增多。溶蚀作用使砂岩储层的微观孔隙结构发生显著变化，可使一些孔隙直径扩大，原有的裂缝进一步扩大，产生新的微裂缝(图 5g，h)，也使一些片状、小管状喉道直径扩大，粒间溶孔、粒内溶孔增多，砂岩储集性得到改善。以此可推测，在混合酸性溶液持续进入的较高温压条件下，溶蚀作用导致砂岩中的长石类等可溶矿物被溶蚀，孔隙度变大、孔喉结构得到改善。同时，实验中发现，岩石样品在90 ℃、23 MPa的条件下，才开始出现明显的溶蚀现象，在扫描电镜下可以看出长石颗粒被明显溶蚀，有孔隙出现。

实验过程可以发现，在同一温度条件下，不同类型岩石溶蚀产生的孔隙有较大的差别。岩石样品中的矿物开始溶蚀的温压环境有很大差别，如样品2、样品3分别为石英长石砂岩和岩屑长石砂岩，在90 ℃、23 MPa时，储层中的长石颗粒开始大规模溶蚀(图 5a，b，e，f)；而样品1为长石石英砂岩，在180 ℃、53 MPa的温压条件下才开始出现长石颗粒溶蚀，形成溶蚀孔隙(图 5c，d)。可见，样品2、样品3中岩屑、长石含量较高，可溶组分多，溶蚀要求的温压条件低；样品1中石英含量较高，可溶物质少，在温压条件相同时，溶蚀难度要大得多。

3.3   溶蚀率的变化

通过对3个样品在不同温压条件下溶蚀率的对比可见，在相同温压条件下，长石岩屑砂岩比长石石英砂岩溶蚀率高。随温度和压力的升高，溶蚀率逐渐升高；在高温压条件下，溶蚀率快速升高。温压条件从60 ℃、13 MPa到150 ℃、43 MPa，3个样品的溶蚀率变化不大，在1%~2%之间；当温压条件升到180 ℃、53 MPa时，3个样品的溶蚀率增大到6%~8%，是低温低压条件下的2~3倍(图 3f)，说明温度和压力对样品的溶蚀率有着很大的影响，当温度和压力达到一定高值时，溶蚀率会大幅提高。3个实验样品显示了相似的特征，但增加的比例有所差异，推测可能与样品中总的可溶物质占比有关；总可溶物质占比大，最终溶蚀率也高。

4.   地质应用

4.1   重建储层埋藏、成岩、孔隙演化序列

储层成岩演化过程研究是分析储层主控因素、预测储层展布的重要内容^{[4, 21-22]}，结合前期须家河组储层成岩作用的认识^{[3-5, 23-24]}，笔者认为须家河组成岩演化主要经历早成岩阶段到晚成岩B亚期(图 6)，仅很少区域如川西北部演化到了晚成岩C亚期。早成岩阶段，储层埋深小于1 500 m，温度小于60 ℃，镜质体反射率小于0.7%，有机质处于未成熟阶段。压实作用使颗粒紧密排列，塑性岩屑等发生膨胀和假杂基化充填孔隙，大量方解石、黏土矿物等胶结物充填粒间孔隙，导致储层孔隙度下降到20%左右。

图  6  四川盆地上三叠统须家河组储层埋藏、成岩、孔隙演化序列

Figure  6.  Burial, diagenesis and pore evolution sequences of reservoirs in Upper Triassic Xujiahe Formation, Sichuan Basin

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晚成岩A亚期，须家河组埋深在1 500~3 000 m之间，古地温小于90 ℃，镜质体反射率在0.7%~1.3%，有机质成熟达到生烃高峰。随埋深加大，压实作用和胶结作用增强，原生粒间孔隙进一步减少；随着有机质成熟，产生的大量有机酸进入储层，可溶填隙物如方解石、可溶颗粒如长石等普遍发生溶蚀，形成大量不同类型的溶蚀孔隙，同时伴随有高岭石蚀变和微晶石英大量沉淀，此阶段储层孔隙度下降至10%左右。

晚成岩阶段B亚期，须家河组埋深3 000~4 000 m，古地温小于150 ℃，镜质体反射率在1.3%~1.6%，有机质处于高成熟阶段。在强压溶胶结和有机酸的强溶蚀共同作用下，长石、岩屑、胶结物开始大量溶蚀，形成铸膜孔、粒间溶孔。在溶蚀过程中，有高岭石的沉淀，高岭石的稳定性弱，当介质水中富K和Al离子时，可转化为伊利石；当富Mg和Al离子时，转化为绿泥石，故在黏土矿物中，绿泥石含量较高。在成岩过程中，有石英自生加大，自生石英晶体相互连接使颗粒呈镶嵌状，该阶段储层孔隙度约为5%~8%。如在川西前陆盆地冲断带，构造应力强烈，使压实作用和胶结作用更加强烈，基质孔隙度降得更低，一般在5%以下；但储层中因发育大量微裂隙，其对储层孔渗条件有建设性作用。

晚成岩阶段C亚期，埋深大于4 000 m，古地温大于150 ℃，镜质体反射率大于1.6%，四川盆地西北局部地区须家河组可达到此成岩阶段，其最高古温度可超过180 ℃、古压力可超过100 MPa。储层压实作用和胶结作用更加强烈，压溶作用较普遍，孔隙度进一步降低；但可溶物质特别是长石的溶蚀率大幅提高，形成大量的溶蚀孔隙，使部分地区储层平均孔隙度达8%以上。

4.2   明确次生孔隙形成机理，预测优质储层展布

从三组溶蚀实验中可以看出，主要的溶蚀物质为碳酸盐胶结物、长石及可溶岩屑，其中以长石颗粒的溶蚀为主，碳酸盐胶结物和碳酸盐岩岩屑的溶蚀在埋藏过程中一直在持续进行，形成的次生孔隙主要为粒间溶孔的扩大和部分粒内溶孔。长石颗粒在较低温压条件时(90 ℃，23 MPa)就开始大量溶蚀(图 5a，b，e，f)，一直持续在整个埋藏过程中(图 3c，d)。随着温压条件的升高(180 ℃，53 MPa)，长石溶蚀率可大幅升高。由此可以推测，以次生孔隙为主的优质储层形成，与长石含量有较大的正相关关系。因此，四川盆地须家河组砂岩中长石和岩屑含量高的地区，溶蚀作用相对强、产生的次生孔隙多、孔隙度高，储层质量也相对好。结合四川盆地的钻井等资料，长石岩屑含量相对高的岩石类型主要分布在川中合川、安岳、潼南、荷包场等地区，同时该地区处于三角洲前缘，砂体相对较粗，粒度分选较好，地层水流动性好，有利于有机酸的沟通，形成较多的溶蚀孔隙，最终形成须家河组优质储层。

4.3   明确深部碎屑岩储层形成机理

三组溶蚀实验可以看到，3种岩石类型都在180℃、53MPa条件下溶蚀速率增加2~3倍。从60℃、13MPa开始到150℃、43MPa，溶蚀速率一直在1%~2%之间；到达180 ℃、53 MPa时，溶蚀速率快速上升至6%~8%(图 3f)。说明长石等可溶组分在高温(180 ℃)、高压(53 MPa)条件下，溶蚀速率大大增加，可有效增加储层的孔隙度，促使致密砂岩成为有效储层，从而为深层发育优质储层创造了条件。在埋藏较深的地区，如塔里木盆地的库车地区和四川盆地川西前陆盆地深部碎屑岩储层，虽然岩石压实作用导致孔隙显著减少，但是伴随深度的增加，温度和压力增加，岩石的溶蚀速率明显增大，有利于发育大量的溶蚀孔。川西前陆盆地凹陷带须家河组在4 400 m左右存在一个相对高孔渗带，储集空间以溶蚀孔隙为主，平均孔隙度在8%左右，与2 200 m左右的储层质量基本相当(图 7)。

图  7  川西北上三叠统须家河组储层孔隙度与深度关系

Figure  7.  Correlation between porosity and burial depth of reservoirs in Upper Triassic Xujiahe Formation, Sichuan Basin

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通过对不同类型碎屑岩开展高温高压条件下的酸溶模拟实验，可认识到天然气碎屑岩储层深度可大大增加，这有利于勘探向深层拓展。我国深层油气藏的油气资源潜力巨大，目前已成为油气勘探的重要领域。最近在库车地区钻遇最深的碎屑岩储层近8 000 m，温度可达190 ℃，压力超过140 MPa，砂岩平均孔隙度可达9%；川西地区最深探井储层深度超过8 000 m，温度达170 ℃，压力在100 MPa以上。

5.   结论

(1) 选取四川盆地上三叠统须家河组3块不同岩性的样品，配制反应液，设计不同的温压条件进行溶蚀模拟实验。随温度、压力的升高，反应液中K、Na离子迅速溶出、浓度不断增加，Ca、Mg离子浓度基本保持不变，Al离子浓度明显降低。

(2) 溶蚀实验中，产生少量石英和大量高岭石等新矿物，长石颗粒和碳酸盐胶结物溶蚀产生大量溶蚀孔隙，增加孔隙度、改善孔隙结构；溶蚀率随温压条件的变化而变化，超过150 ℃、43 MPa后，溶蚀率大幅增加；温度压力的升高可提高长石的溶蚀能力，促进长石的溶解。

(3) 须家河组储层主要经历了早成岩阶段和晚成岩A、B亚期；有利储层主要分布于长石岩屑含量相对较高的区域，长石等易溶物质在高温压条件下快速溶蚀，能使深层碎屑岩储层形成大量溶蚀孔隙，成为油气有效储层。